ANÁLISE DA VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA DE UM...
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ANÁLISE DA VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA DE UM CONDOMÍNIO SOLAR EM ARMAÇÃO DE BÚZIOS Gabriel Melo Silva de Sousa Rio de Janeiro Outubro de 2018 Projeto de Graduação apresentado ao Curso de Engenharia Mecânica da Escola Politécnica da Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro Orientador: Prof. David Alves Castelo Branco, D.Sc.
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ANÁLISE DA VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA DE UM CONDOMÍNIO SOLAR EM ARMAÇÃO DE BÚZIOS
Gabriel Melo Silva de Sousa
Rio de Janeiro
Outubro de 2018
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia Mecânica da Escola Politécnica da
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte
dos requisitos necessários à obtenção do título de
Engenheiro
Orientador: Prof. David Alves Castelo Branco, D.Sc.
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Sousa, Gabriel Melo Silva de
Análise da Viabilidade Técnica e Econômica de um
Condomínio Solar em Armação de Búzios/Gabriel Melo Silva de
Sousa. – Rio de Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, 2018.
XII, 68 p.: il.; 29,7cm.
Orientador: David Alves Castelo Branco
Projeto de Graduação – UFRJ/Escola Politécnica/Curso
de Engenharia Mecânica, 2018.
Referências Bibliográficas: p. 63 – 66.
1. Energia Solar. 2. Condomínio Solar. 3. Irradiação. 4.
Cidade Inteligente. 5. Eficiência Energética. I. Alves Castelo
Branco, David. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro,
Escola Politécnica, Engenharia Mecânica. III. Análise da
Viabilidade Técnica e Econômica de um Condomínio Solar em
Armação de Búzios.
iv
“Seja a mudança que você quer ver no mundo.”
Mahatma Gandhi
v
Agradecimentos
Agradeço, acima de tudo, à minha família que apesar de todas as dificuldades e
discordâncias semeou os valores que carrego na minha vida, sempre incentivando a
dedicação aos estudos como o caminho para o crescimento numa sociedade onde a
meritocracia é para poucos. Agradecimentos especiais à minha avó pelo desgaste
próprio e luta constante em prol de sua família e também dos muitos que cruzam o
seu caminho.
Agradeço ao Professor David pela orientação no desenvolvimento do projeto e pela
contribuição à Universidade e ao País junto ao Programa de Planejamento Energético
da UFRJ.
Agradeço à Universidade Federal do Rio de Janeiro e ao Governo Federal pela
oportunidade de formação profissional de alto nível e pelo impacto na minha
formação pessoal para o início de uma nova etapa da vida após a universidade.
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Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.
ANÁLISE DA VIABILIDADE TÉCNICA E ECONÔMICA DE UM CONDOMÍNIO SOLAR EM
ARMAÇÃO DE BÚZIOS
Gabriel Melo Silva de Sousa
Outubro/2018
Orientador: Prof. David Alves Castelo Branco, D.Sc.
Curso: Engenharia Mecânica
Este trabalho analisa a viabilidade técnica e econômica do desenvolvimento de um
projeto de condomínio solar na Região dos Lagos para suprimento da demanda
energética de quatro pousadas de médio porte em Armação de Búzios, analisando o
potencial de geração solar na região com o software System Advisor Model, utilizando
dados de observação do pátio de geração fotovoltaica do Instituto Federal
Fluminense, campus Cabo Frio com investimentos de P&D da ENEL e recursos
oriundos da Agência Nacional de Energia Elétrica, e dados técnicos dos equipamentos
disponíveis no mercado brasileiro para o dimensionamento do condomínio solar.
Para avaliar a viabilidade real da implementação do projeto foi feita uma análise
econômica de uma faixa de retorno esperado ao investir na construção do
condomínio solar, considerando inclusive o caso de construção financiada.
Palavras-chave: Energia Solar, Condomínio Solar, Irradiação, Cidade Inteligente,
Eficiência Energética.
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of
the requirements for the degree of Mechanical Engineer.
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TECHNICAL AND ECONOMIC VIABILITY OF A COMMUNITY SHARED SOLAR AT
ARMAÇÃO DE BÚZIOS
Gabriel Melo Silva de Sousa
October/2018
Advisor: Prof. David Alves Castelo Branco, D.Sc.
Department: Mechanical Engineering
This undergraduate final project evaluates the technical and economic viability of
developing a community shared solar project at Região dos Lagos to supply the
energy demand of four medium size hotels in Búzios, evaluating the solar energy
production potential of the region through the software System Advisor Model, using
the observation data of the university Instituto Federal Fluminense‘s photovoltaic
observation center located in Cabo Frio with R&D funding of ENEL and financed by
ANEEL (Brazilian National Agency of Electric Energy), and technical data of solar
system equipment available in the Brazilian market to dimensioning the community
shared solar project.
To evaluate the real viability to implementing the project it was made an economic
analysis of an expected return by investing in the construction of the community
shared solar field, considering also a funding scenario for the construction.
Key words: Solar Energy, Community Shared Solar, Irradiation, Smart City, Energetic
Efficiency.
viii
Sumário
1. Capítulo 1: Introdução.................................................................................................................1
1.1. Considerações Iniciais............................................................................................................1
1.2. Objetivo......................................................................................................................................6
1.3. Estrutura do Trabalho............................................................................................................7
2. Capítulo 2: Revisão Bibliográfica...............................................................................................8
2.1. Energia Solar Fotovoltaica....................................................................................................8
2.1.1. Recurso Solar...............................................................................................................9
2.1.2. Efeito Fotovoltaico...................................................................................................13
2.1.3. Células Fotovoltaicas...............................................................................................15
2.1.4. Módulos Fotovoltaicos ...........................................................................................17
2.1.4.1. Arranjos em Série ......................................................................................17
2.1.4.2. Arranjos em Paralelo.................................................................................17
2.1.4.3. Tensão de Circuito Aberto, Corrente de Curto Circuito e
Potência Máxima................................................................................................18
2.1.4.4. Fator de Forma ...........................................................................................19
2.1.4.5. Eficiência.......................................................................................................19
2.1.4.6. Influência dos Níveis de Irradiância .....................................................20
2.1.4.7. Influência da Temperatura......................................................................20
2.1.5. Inversores...................................................................................................................21
2.1.6. Configuração dos Módulos Fotovoltaicos ………………………………….………………..23
2.1.7. Conexão na Rede Elétrica ......................................................................................24
2.2. Geração Solar Compartilhada ...........................................................................................24
2.2.1. Conceito de Geração Solar Compartilhada e Histórico Brasileiro .............25
2.2.2. Funcionamento e Componentes .........................................................................27
2.2.3. Regulamentação Brasileira e Benefícios Fiscais..............................................28
2.3. Cidades Inteligentes.............................................................................................................30
3. Capítulo 3: Metodologia............................................................................................................32
3.1. Procedimentos Metodológicos.........................................................................................32
3.2. System Advisor Model (SAM)............................................................................................33
3.3. Avaliação Técnico-Econômica ...........................................................................................33
ix
4. Capítulo 4: Estudo de Caso: Condomínio Solar ..................................................................36
4.1. Descrição da Localidade......................................................................................................36
4.1.1. Pousadas e Demanda Energética ........................................................................37
4.1.2. Dados Meteorológicos............................................................................................38
4.2. Dimensionamento ................................................................................................................39
4.2.1. Painéis Fotovoltaicos ..............................................................................................39
4.2.2. Inversores...................................................................................................................41
4.2.3. Outros Componentes e Custos ............................................................................43
4.3. Modalidade Tarifária e Preço da Energia.......................................................................43
4.4. Taxa de desconto ..................................................................................................................47
5. Capítulo 5: Análise dos Resultados ........................................................................................49
5.1. System Advisor Model.........................................................................................................49
5.2. Modelagem Financeira do Condomínio Solar ..............................................................51
6. Capítulo 6: Conclusão e Considerações Finais....................................................................55
7. Anexo I............................................................................................................................................58
8. Bibliografia....................................................................................................................................63
x
Lista de Figuras
Figura 1 – Fonte de energia na matriz energética mundial .....................................................2
Figura 2 – Evolução da capacidade fotovoltaica mundial.........................................................2
Figura 3 – Contribuição na geração de energia elétrica da matriz brasileira por tipo .....3
Figura 4 – Parcelas de potência outorgada referente a projetos de geração de energia
em fase de construção ou planejamento ......................................................................................4
Figura 5 – Mapa de irradiação solar direta média brasileira ...................................................5
Figura 6 – Espectro de radiação solar por comprimento de onda.......................................10
Figura 7 – Variações sazonais..........................................................................................................10
Figura 8 – Variação da declinação solar com base nos solstícios do hemisfério norte .11
Figura 9 – Formação de ângulos com a trajetória relativa do sol ........................................12
Figura 10 – Estrutura de uma célula fotovoltaica .....................................................................14
Figura 11 – Painéis fotovoltaicos tipo monocristalino, policristalino e filmes finos,
respectivamente .................................................................................................................................16
Figura 12 – Curvas I x V da associação em série de módulos fotovoltaicos ......................17
Figura 13 – Curvas I x V da associação em paralelo de módulos fotovoltaicos ...............18
Figura 14 – Ponto de máxima potência de um módulo fotovoltaico..................................19
Figura 15 – Efeito da variação da irradiância de um módulo fotovoltaico a 25°C ..........20
Figura 16 – Efeito da variação da temperatura de um módulo fotovoltaico quando
exposto à irradiação de 1kW/m² ...................................................................................................21
Figura 17 – Projeção de unidades consumidoras de microgeração por qualquer
modalidade...........................................................................................................................................27
Figura 18 – Esquema da geração solar compartilhada: geração, conversão,
transmissão e compensação ...........................................................................................................28
Figura 19 – Mapa de Búzios com destaque de área para potencial construção do
condomínio solar ................................................................................................................................37
Figura 20 – Painel Solar Canadian 330P .......................................................................................40
Figura 21 – Parâmetros geométricos do painel selecionado.................................................40
Figura 22 – Parâmetros do painel solar selecionado no SAM ...............................................41
Figura 23 – Inversor selecionado ...................................................................................................42
xi
Figura 24 – Parâmetros do inversor selecionado no SAM......................................................42
Figura 25 – Demanda energética do projeto..............................................................................50
Figura 26 – Configuração dos painéis solares ............................................................................50
Figura 27 – Produção de energia anual........................................................................................51
Figura 28 – Sazonalidade na geração de energia ......................................................................52
Figura 29 – Relação das Taxas Internas de Retorno para as pousadas a R$ 600/m² e a
R$ 625/m² .............................................................................................................................................55
Figura 30 – Relação das Taxas Internas de Retorno para as pousadas a R$ 600/m² com
financiamento......................................................................................................................................56
Figura 31 – Exemplo de modelagem financeira com custo de R$ 600/m², taxa de
desconto de 11,9%, para menor evolução tarifária e sem financiamento........................61
Figura 32 – Exemplo de modelagem financeira com custo de R$ 600/m², taxa de
desconto de 11,9%, para maior evolução tarifária e sem financiamento .........................62
Figura 33 – Exemplo de modelagem financeira com custo de R$ 600/m², taxa de
desconto de 11,9%, para menor evolução tarifária e com financiamento de 50% com
custo de 13% ao ano..........................................................................................................................63
Figura 34 – Exemplo de modelagem financeira com custo de R$ 600/m², taxa de
desconto de 11,9%, para maior evolução tarifária e com financiamento de 50% com
custo de 13% ao ano..........................................................................................................................64
xii
Lista de Tabelas
Tabela 1 – Consumo de energia de uma pousada de grande porte com 47 quartos ....38
Tabela 2 – Lista de Custos Unitários do Projeto ........................................................................43
Tabela 3 – Modalidades Tarifárias.................................................................................................44
Tabela 4 – Correlação entre a variação tarifária e do PIB ......................................................45
Tabela 5 – Crescimento Projetado do PIB ...................................................................................46
Tabela 6 – Previsão dos preços de energia (R$/kWh) .............................................................47
Tabela 7 – Taxa de desconto para betas de 0,5 e 0,7 e prêmios de risco de 5,0% e
6,5% sem financiamento ..................................................................................................................48
Tabela 8 – Taxa de desconto para betas de 0,5 e 0,7 e prêmios de risco de 5,0% e
6,5% com financiamento de 30% e 50% com custos de 12% e 15% ...................................49
Tabela 9 – Custo Inicial Total do Projeto .....................................................................................51
Tabela 10 – Taxas Internas de Retorno para diferentes preços de venda por metro
quadrado ...............................................................................................................................................53
Tabela 11 – Taxas Internas de Retorno, VPL e Payback para as pousadas a R$ 600/m² ....54
Tabela 12 – Taxas Internas de Retorno, VPL e Payback para as pousadas a R$ 625/m² ....54
Tabela 13 – Taxas Internas de Retorno e Payback para as pousadas a R$ 600/m² com
financiamento de 50% a 13% ao ano............................................................................................56
Tabela 14 – Taxas Internas de Retorno e Payback para as pousadas a R$ 600/m² com
financiamento de 50% a 16% ao ano............................................................................................56
1
1. Capítulo 1: Introdução
1.1. Considerações Iniciais
A demanda global de energia crescerá uma média de 2% ao ano até 2040,
consolidando um crescimento de 55% no período (BLOOMBERG NEW ENERGY
FINANCE, 2016). Paralelamente ao significativo aumento na demanda, as mudanças
climáticas e o esgotamento dos recursos fósseis geram preocupações adicionais para
o planejamento da matriz energética mundial das próximas décadas.
A queima do carvão teve importância histórica no desenvolvimento científico e social
da população mundial. Até hoje em dia, carvão e outros combustíveis fósseis, fontes
de estoque, são extensamente utilizados como fonte de energia, devido ao alto poder
calorífico de tais combustíveis e também da abundância desses recursos no planeta
(LOUZADA, 2016). Entretanto, a exploração extensiva de tais recursos já traz impactos
ambientais e tem levado à redução das reservas de combustíveis (LOUZADA, 2016).
Tais preocupações impulsionaram pesquisas e o desenvolvimento de diferentes
tecnologias que visam à produção de energia gerando menos impacto ao nosso meio
ambiente. As fontes de energia renováveis se diversificam entre hidrelétrica, eólica,
solar, geotérmica, oceânica e biomassa. Dentre elas a mais desenvolvida e explorada
atualmente é a hidrelétrica, responsável por 64% da matriz energética brasileira
(ANEEL, 2018) e por 6,9% da energia consumida mundialmente (BP COMPANY, 2017).
A figura 1 ilustra a distribuição de fontes de energia mundialmente. Percebe-se que
as fontes renováveis são uma parcela ainda pequena da produção mundial, enquanto
os combustíveis fósseis ainda dominam a produção energética mundial. Entretanto o
atual cenário já vem se alterando desde os últimos anos, com o papel das energias
renováveis se firmando cada vez mais na matriz energética global.
2
Figura 1: Fonte de energia primária na matriz energética mundial
Fonte: BP COMPANY (2017)
Em relação à geração de energia solar, foco desse trabalho, nos dez anos entre 2005
e 2014, a capacidade fotovoltaica mundial já havia subido de 5 GWp para 179 GWp
(EPIA, 2014), como demonstrado na figura 2. Em 2015, com a celebração do Acordo
de Paris na 21ª Conferência das Partes (COP-21) em 2015, organizada pelas Nações
Unidas, a geração de energia por fontes renováveis foi estabelecida como prioridade
e levou diversos países a assumirem o compromisso em contribuir na transformação
da matriz energética local, reduzindo a dependência de combustíveis fósseis e
consequentemente o impacto ambiental com a geração de energia.
Figura 2: Evolução da capacidade fotovoltaica mundial
Fonte: INTERNATIONAL ENERGY AGENCY (2014a)
3
Em relação à energia solar, estima-se ainda que o custo de geração por tal fonte será
reduzido em 66% e tal indústria receberá investimentos de US$ 2,8 trilhões,
correspondendo a um crescimento médio anual de 2,3% até 2040 (BLOOMBERG NEW
ENERGY FINANCE, 2016). Tais estatísticas apontam para um crescimento exponencial
ainda mais acentuado e ao compromisso na descarbonização da matriz energética em
escala global.
O Brasil, por sua vez, assumiu no Acordo de Paris a responsabilidade de reduzir a
emissão de gases de efeito estufa em 43% até 2030, comparando aos níveis de 2005
(NAÇÕES UNIDAS, 2015). Tal compromisso se torna possível com a atual expansão na
participação da energia renovável na matriz energética brasileira, devido ao
desenvolvimento tecnológico e a incentivos governamentais que reduzem tarifas
sobre a produção de energia limpa e aumentam a competitividade econômica de tais
projetos sustentáveis. A figura 3 ilustra a composição da matriz energética brasileira
atual e destaca a grandiosidade da geração hidrelétrica e também a relativamente
alta participação da energia eólica, diferentemente da energia solar, ainda pouco
participativa na matriz energética brasileira.
Figura 3: Contribuição na geração de energia elétrica da matriz brasileira por tipo em 2018
Fonte: ANEEL (2018)
Entretanto, em relação a novos projetos, a figura 4 aponta uma significante parcela
de novos empreendimentos relacionados à geração de energia renovável eólica e
4
solar. Os projetos relacionados à geração de energia solar em andamento somam
uma potência outorgada de 694 MW, resultando num total de 1,7 GW provenientes
de fontes solares na matriz energética brasileira na conclusão de tais projetos (ANEEL,
2018).
Figura 4: Parcelas de potência outorgada referente a projetos de geração de energia em fase de
construção ou planejamento em 2018
Fonte: ANEEL (2018)
A grande extensão do território brasileiro e alta incidência solar em algumas regiões
propiciam a exploração do recurso solar no solo brasileiro. As possibilidades de
geração vão além das vinculadas às linhas de transmissão (On Grid); inclusive locais
mais isolados podem se beneficiar da geração de energia solar através de plantas
locais, não conectadas a redes de transmissão (Off Grid). A figura 7 ilustra a média
anual da irradiação solar direta normal. Observa-se que o território brasileiro goza de
uma extensa área com nível de irradiação média superior à 5 kWh/m², inclusive a
região de Armação de Búzios, no sudeste brasileiro.
5
Figura 5: Mapa de irradiação solar direta média brasileira
Fonte: EPE (2016)
O extenso território brasileiro se localiza numa região com incidência solar favorável,
com pouca variação na incidência solar ao decorrer do ano e verticalidade dos raios
solares incididos em sua superfície na maioria do país, principalmente nas regiões
próximas à linha do equador. Além disso, regulamentações favorecendo a micro e
minigeração viabilizam a energia solar no cenário brasileiro.
A micro e minigeração têm papéis fundamentais em tal expansão na produção de
energia solar. Seguindo a linha desses modelos de geração, os condomínios solares se
6
baseiam na geração de energia solar compartilhada. Dessa forma pessoas físicas e
jurídicas se beneficiam da redução das contas e energia mensal e contribuem para a
limpeza da matriz energética. O tópico 2.2. abordará o conceito mais a fundo, seu
funcionamento e regulações referentes à geração solar compartilhada.
Levando em conta o longo prazo, com os atuais estímulos regulatórios e redução dos
custos decorrentes dos avanços tecnológicos, os painéis solares serão responsáveis
por 20% da geração de energia na matriz energética brasileira até 2040 (BLOOMBERG
NEW ENERGY FINANCE, 2016).
Tendo em vista o novo direcionamento da indústria de geração de energia para um
caminho mais sustentável, reduzindo cada vez mais a participação dos combustíveis
fósseis e aumentando a das fontes renováveis, a energia solar se demonstra como
uma alternativa de extrema importância para o presente e futuro da matriz
energética mundial. De forma a possibilitar uma expansão ainda mais intensa da
produção de energia solar através de painéis fotovoltaicos, condomínios solares vêm
sendo criados ao redor do mundo e no Brasil.
1.2. Objetivo
Entendendo esse cenário e buscando estar à frente nas novas oportunidades no
contexto de geração de energia renovável, este trabalho tem como objetivo fazer um
estudo prático de como esse conceito de geração de energia solar compartilhada
pode ser aplicado no contexto brasileiro. Dessa forma, como base para esse estudo
de caso, será dimensionado um campo de geração solar compartilhada com o
objetivo de atender quatro pousadas de médio porte no município de Armação de
Búzios, no estado do Rio de Janeiro.
Primeiramente será feito um estudo técnico do sistema de geração compartilhada,
dimensionando os painéis fotovoltaicos para a geração de energia e os demais
componentes auxiliares que constituem a construção de um condomínio solar. E
7
então, de forma a avaliar se o estudo técnico é de fato viável no ponto de vista
econômico e regulatório, serão feitas análises dos custos atrelados à implementação
do sistema e dos benefícios regulatórios da geração solar para, por fim, analisar a
viabilidade econômica do projeto.
1.3. Estrutura do Trabalho
Após a introdução sobre o contexto mundial da geração de energia renovável no
presente capítulo, o trabalho se organiza da seguinte forma:
O capítulo 2 traz uma introdução sobre a energia fotovoltaica, explicando sobre
radiação solar e como a mesma pode ser aproveitada para a geração de energia
através do efeito fotovoltaico e das células fotovoltaicas. Além disso, o capítulo 2
explica mais a fundo sobre os condomínios solares, definindo e abordando o histórico
da geração compartilhada, seus componentes e regulamentações que os viabilizam.
No capítulo 3 será detalhada a metodologia do projeto, descrevendo e explicando o
software System Advisor Model que será utilizado na simulação do potencial de
geração dos condomínios solares, ou seja, da avaliação técnica e também econômica.
No capítulo 4, após a introdução de todos os conceitos e do funcionamento do
software, será desenvolvido o estudo de caso foco desse trabalho, o projeto de um
condomínio solar no município de Armação de Búzios.
No capítulo 5 os resultados serão analisados. As simulações, dimensionamentos
técnicos e modelagens financeiras serão apresentadas para basear a conclusão do
projeto.
Por fim, o capítulo 6 resumirá todo o escopo do trabalho e discutirá a viabilidade real
da implementação do condomínio solar no município de Armação de Búzios.
8
2. Capítulo 2: Revisão Bibliográfica
2.1. Energia Solar Fotovoltaica
Mesmo com a descoberta do efeito fotovoltaico por Becquerel em 1839, demorou
mais de 100 anos para o nível de tecnologia se tornar suficiente para o
aproveitamento da energia solar através desse efeito com os painéis solares. Em
1945 Nix e Treptow haviam desenvolvido células de Sulfeto de Tálio com somente 1%
de eficiência, até então a maior eficiência possível para tais painéis, o que
evidentemente não viabilizava ainda o aproveitamento da energia solar (LOUZADA,
2016).
Entretanto já na década de 50, com a corrida espacial, após o lançamento do primeiro
satélite na órbita da Terra pela antiga União Soviética, o Sputnik 1, a NASA lançou em
1958 o primeiro satélite a usar a tecnologia de painéis fotovoltaicos, o Vanguard 1
(NATIONAL AERONAUTICS AND SPACIAL ADMINISTRATION, 2017). A então começada
corrida espacial foi definitivamente um marco para a geração de energia solar.
Em 1970 a crise do petróleo viabilizou a geração de energia por fontes alternativas
como a fotovoltaica e alertou as grandes petrolíferas que o futuro dependeria ainda
mais das fontes de energia renováveis, como a energia solar. Dessa forma grandes
petrolíferas como a Exxon, Mobil (após a fusão como uma única empresa,
ExxonMobil Corporation), Shell, BP e empresas de tecnologia como a General Electric
e IBM, criaram departamentos que investiam e pesquisavam especificamente sobre a
geração de energia solar através dos painéis fotovoltaicos (NEW SCIENTIST, 1979).
Já no final da década de 1990, alguns países, principalmente na Europa, Japão e
Estados Unidos da América, lançaram programas de estímulo à geração fotovoltaica
que incluíam por vezes estímulos tarifários (BREYER et al., 2013). Desde então a
participação da energia solar vem se aumentando exponencialmente na matriz
energética mundial, com perspectivas de crescimento médio anual mundial de 2,3% e
9
participação em 20% da matriz energética brasileira até 2040 (BLOOMBERG NEW
ENERGY FINANCE, 2016).
2.1.1. Recurso Solar
Levando em conta o consumo mundial de energia e a escala humana de tempo,
pode-se afirmar que a energia solar é uma fonte energética praticamente inesgotável
(KOPP, 2016). Proveniente da fusão solar no seu núcleo, uma mistura de gases
transforma o Hidrogênio em Hélio liberando uma enorme quantidade de energia
fundamental para a vida terrestre. A intensidade da radiação solar gerada por tal
processo de conversão atômica diminui proporcionalmente ao inverso do quadrado
da distância entre os dois corpos (RIBEIRO, 2015). No caso da Terra, de toda energia
que chega ao planeta apenas metade atinge a superfície, mas ainda sim essa
quantidade de energia corresponde a 885 milhões de TWh por ano (INTERNATIONAL
ENERGY AGENCY, 2014b), enquanto o consumo mundial esteve em torno de 21 mil
TWh no ano de 2016 (ENERDATA, 2017). Mesmo descontando a energia necessária
para a manutenção da vida na Terra, o potencial energético é imenso e reforça a
classificação da energia solar como renovável.
A energia solar é transmitida como radiação eletromagnética emitida radialmente e
propagada através de ondas de diferentes frequências e comprimentos,
correspondente ao espectro solar (DIAS, 2017). Dentre os diferentes comprimentos
de onda no espectro solar, 99% da radiação solar ocorre no intervalo entre 300 nm e
1000 nm, abrangendo inclusive o espectro de luz visível (DIAS, 2017).
10
Figura 6: Espectro de radiação solar por comprimento de onda
Fonte: Adaptado de AMERICAN SOCIETY FOR TESTING AND MATERIALS (2018)
Devido aos movimentos de rotação, translação e à inclinação da Terra, o recurso solar
varia ao longo do dia, do ano e também de acordo com a localização geográfica na
Terra. As variações são mais intensas nas regiões polares e mais constante nas
regiões próximas à linha do equador. Além disso, outros fenômenos climáticos como
a distribuição e formação das nuvens acentuam a variação de incidência solar no ano.
Figura 7: Variações sazonais
Fonte: Adaptado de THE BRITISH GEOGRAPHER (2018)
11
O eixo de rotação terrestre faz um ângulo que varia entre -23,45° e 23,45° no ano
com o plano da elipse de rotação terrestre (RIBEIRO, 2015). Tal ângulo é chamado de
declinação solar (𝛿) e pode ser expresso pela relação:
𝛿=− 23,45 x 𝑠𝑒𝑛 [360/365 x (284+𝑁)]
Onde N é o número do dia no ano, a partir de 1° de janeiro.
Figura 8: Variação da declinação solar com base nos solstícios do hemisfério norte
Fonte: Adaptado de ITACA (2018)
As variações no ângulo de declinação solar determinam as estações do ano e,
portanto, a variação na incidência solar na Terra numa dada região geográfica. Indo
além das estações do ano, outros dois ângulos determinam a localização do sol no
espaço: o azimute solar (φ) e a altura solar (β). O azimute é definido como o ângulo
entre a projeção dos raios solares no plano horizontal e o eixo norte-sul, a partir do
sul, variando entre -180° e 180°, sendo negativo a oeste do sul. O ângulo entre o raio
solar e a projeção no plano horizontal é dado pela altura solar que varia entre 0° e
90°. Quanto mais próximo à linha do equador mais próximo de 90° é a altura solar,
portanto mais intensa é a irradiação solar. O ângulo formado entre a vertical e os
raios de sol é chamado de zenital solar 𝜃𝑧 e é complementar à altura solar
(KALOGIROU, 2009).
12
Figura 9: Formação de ângulos com a trajetória relativa do sol
Fonte: ASME (2012)
Ao incidir na Terra a radiação solar sofre também uma perda de intensidade devido à
absorção parcial pelas moléculas que compõem o ar, ozônio, vapor d’água, gás
carbônico e poluentes gerados pelo homem. Essa interação gera uma difusividade da
radiação solar e também reflexão de parte da radiação (PETTI, 2004). Além disso, a
outra componente da radiação solar é a irradiação direta, que não sofre difusão nem
reflexão e corresponde a até 90% da radiação que chega à Terra num dia sem nuvens,
enquanto em áreas com muita nebulosidade ou muita poluição atmosférica a parcela
da radiação difusa é maior que a radiação direta (SEN, 2008).
O coeficiente de Turbidez Linke (TL), por sua vez, quantifica os efeitos gerados pela
composição da atmosfera que reduzem a radiação direta a atingir a superfície
terrestre (INMAN; PEDRO; COIMBRA, 2013). E para mensurar a espessura da camada
atmosférica percorrida pela radiação solar até o local de incidência da radiação criou-
se um coeficiente chamado de Massa de Ar (AM). O comprimento dessa espessura
varia de acordo com o ângulo zenital, tendo o valor de 1, quando 𝜃𝑧=0° e 2, quando
𝜃𝑧=60° (DIAS, 2017).
A massa de ar AM = 1,5 (𝜃𝑧=48,5°) tornou-se padrão para o estudo e a análise de
sistemas fotovoltaicos e é utilizada na maioria dos catálogos de fabricantes de painéis
13
fotovoltaicos, principalmente por ser um valor médio para o comportamento da
radiação solar ao longo do ano em países do hemisfério norte, onde a tecnologia
fotovoltaica foi inicialmente desenvolvida (KALOGIROU, 2009).
2.1.2. Efeito Fotovoltaico
O efeito fotovoltaico consiste na geração de uma diferença de potencial em materiais
semicondutores através da excitação elétrica gerada pela exposição a fótons (ZILLES,
2016).
A característica do material semicondutor que o torna apropriado para a geração de
energia solar é a presença de bandas de energia com diferentes concentrações de
elétrons, gerando uma grande diferença de nível energético (bandgap) entre as
camadas de energia. Esse bandgap se localiza entre as bandas de valência e de
condução e a banda proibida, conhecida também como banda vazia ou gap. Os
elétrons na banda de valência são capazes de efetuar ligações químicas com elétrons
de outros átomos e migrar para a banda de condução (com nível energético mais
elevado) quando expostos a fótons com energia superior à diferença de energia entre
essas bandas (DIAS, 2017).
Entretanto a migração dos elétrons no material semicondutor por si só é
consideravelmente baixa, se fazendo necessária a adição de impurezas químicas,
processo conhecido como dopagem do semicondutor. Atualmente o semicondutor
mais utilizado e abundante na Terra é o silício, que possui quatro elétrons na camada
de valência (EPE, 2016).
Átomos de fósforo possuem cinco elétrons em sua camada de valência e, ao adicionar
esses átomos ao semicondutor, obtém-se um material com elétrons livres que com
pouca energia podem ser liberados para a banda de condução. Assim, denomina-se o
fósforo como dopante de carga negativa tipo n. Por outro lado, se for adicionado um
elemento químico com três elétrons na camada de valência haverá ainda assim um
14
elétron livre para cada átomo do dopante, que pode ser facilmente migrado com
exposição aos fótons. O boro é o elemento químico mais usado para tal aplicação e o
tipo de dopante é denominado dopante p.
Para a fabricação das células fotovoltaicas são necessárias duas camadas do material
semicondutor, cada uma com um tipo de dopante, resultando numa junção pn.
Somente assim pode-se gerar um campo elétrico, pois quando um elétron migra para
a região p, essa região fica carregada negativamente, enquanto a região n fica
carregada positivamente. E a partir daí que a importância dos fótons incidentes se
evidencia, pois com os fótons da radiação solar o campo elétrico é continuamente
restabelecido com a aceleração das cargas do campo elétrico, impedindo a
estabilização elétrica (ZILLES, 2016).
Figura 10: Estrutura de uma célula fotovoltaica
Fonte: FOTOVOLTEC (2018)
2.1.3. Células Fotovoltaicas
Dentre os diferentes modelos de células fotovoltaicas, os mais comuns são os
fabricados com Silício, conhecidos como painéis de primeira geração e os de filmes
finos, de segunda geração (LOUZADA, 2016). Abaixo serão apresentados os painéis
assim como suas vantagens e eficiências.
15
a. Silício Monocristalino (m-Si)
A célula de silício monocristalino é obtida por um procedimento de banho, usinagem,
corte de lâminas, lapidação, ataque químico, polimento e dopagem de um
monocristal com silício fundido de alta pureza (ESTUDOS, 2012).
As células de silício monocristalino possuem aparência uniforme, com coloração azul
ou preta. Sua estrutura homogênea é composta de Silício com um grau de pureza da
ordem de 99,999999% para os painéis mais eficientes (BEIGELMAN, 2013). O elevado
grau de pureza para a fabricação dos painéis resulta em um custo elevado, entretanto
é o tipo de painel mais usado comercialmente, devido principalmente à maior
eficiência quando comparado a outros painéis. Em laboratório são atingidas
eficiências de até 22,9%, enquanto em aplicações comerciais entre 17 e 21,5%
(FRAUNHOFER ISE, 2015).
b. Silício Policristalino (p-Si)
São provenientes da fusão de silício puro resfriado em moldes especiais. Ao
solidificarem-se, os átomos formam uma estrutura policristalina com superfícies de
separação entre os cristais (NASCIMENTO, 2004). A maior simplicidade do processo
de produção e menor custo energético para o mesmo levam a um custo de fabricação
menor que o das células de silício monocristalinas. Entretanto, a maior simplicidade
tem um custo na eficiência, que varia entre 14 e 17% para aplicações comerciais
(FRAUNHOFER ISE, 2015).
c. Filmes Finos
As células de filme fino consistem em camadas de materiais semicondutores
depositados sobre um substrato isolante, como vidro ou plástico flexível. A menor
espessura das células de filme fino e sua consequente flexibilidade permitem
aplicações diversas da energia fotovoltaica (EPE, 2016). Outras vantagens são o
16
melhor aproveitamento em baixos níveis de irradiância e sob radiação solar difusa e a
menor perda de rendimento na geração pela elevação de temperatura (VILLALVA;
GAZOLI, 2012).
A principal desvantagem dos filmes finos é sua menor eficiência em relação aos
módulos de silício cristalino e uma taxa de degradação anual dos painéis mais elevada
(DIAS, 2017).
As células de silício amorfo (a-Si) são um tipo de células de filmes finos. O processo de
produção é mais simples e possibilita a produção de grandes células. O silício amorfo
não apresenta formação cristalina e seus átomos se encontram desordenados, com
imperfeições estruturais e de ligação, portanto com eficiências ainda menores que as
do silício policristalino, entre 4 e 8% para aplicações comerciais (FRAUNHOFER ISE,
2015).
Outros tipos de filmes finos são as células de Telureto de Cádmio (CdTe), com
eficiência comerciais entre 10,0 e 16,3% e de Disseleneto de cobre-índio-gálio (CIGS),
com eficiência comercial entre 12,0 e 14,7% (EPE, 2016).
Figura 11: Painéis fotovoltaicos tipo monocristalino, policristalino e filmes finos, respectivamente
Fonte: SUNFLOWER RENEWABLE ENERGY (2018)
2.1.4. Módulos Fotovoltaicos
Os painéis fotovoltaicos também podem ser chamados de módulos fotovoltaicos e
consistem num conjunto de células fotovoltaicas organizadas em arranjos em série,
17
em paralelo ou em ambos os arranjos. Resultam de tais arranjos a tensão e a corrente
necessárias para atender a uma determinada demanda energética de um projeto.
2.1.4.1. Arranjos em Série
No arranjo em série o terminal positivo de um módulo fotovoltaico é conectado ao
terminal negativo de outro módulo. Tal arranjo resulta no somatório das tensões de
cada módulo enquanto a corrente se mantém a mesma por todo o arranjo.
Figura 12: Curvas I x V da associação em série de módulos fotovoltaicos
Fonte: ALONSO (2016)
2.1.4.2. Arranjos em Paralelo
No caso do arranjo em paralelo os terminais negativos são conectados entre si e os
positivos também. Com esse arranjo a voltagem permanece a mesma da de um
módulo único enquanto as correntes elétricas são somadas.
18
Figura 13: Curvas I x V da associação em paralelo de módulos fotovoltaicos
Fonte: ALONSO (2016)
2.1.4.3. Tensão de Circuito Aberto, Corrente de Curto Circuito e Potência
Máxima
A tensão de circuito aberto (Voc) é definida como a tensão do módulo fotovoltaico
quando não há corrente no sistema, sendo a maior tensão que o módulo pode
produzir. A corrente de Curto Circuito Isc tem um conceito semelhante à tensão de
circuito aberto e se refere à maior corrente que o sistema produz, sendo medida
quando não há tensão no sistema. Com os dados de voltagem e corrente do sistema
pode-se chegar à potência do sistema, normalmente dada em Watts-pico (Wp).
A potência máxima do sistema (Pmp) é medida no ponto de inflexão da curva I x V,
visto que a potência, dada pela equação abaixo, é o produto de I com V. Dessa forma
tem-se a maior área do retângulo no ponto de inflexão do gráfico.
Pmp = Imp × Vmp
19
Figura 14: Ponto de máxima potência de um módulo fotovoltaico
Fonte: ORMONDE (2015)
2.1.4.4. Fator de Forma
Uma medida da aproximação da curva I x V com o retângulo da tensão de máxima
potência é dada pelo Fator de Forma. Seu cálculo é a razão entre o produto da tensão
com a corrente de máxima potência e o produto da tensão de circuito aberto com a
corrente de curto circuito. A equação que define a razão é dada abaixo:
FF =VMP × IMP
Voc × Isc
2.1.4.5. Eficiência
Outra medida importante dos módulos fotovoltaicos é a eficiência (η). Dada pela
razão entre a potência máxima e o produto da área com a irradiância solar incidente
no módulo (G), a eficiência determina quanto da radiação solar é transformado em
energia elétrica pelos painéis.
η =Pmp
Área × G
20
2.1.4.6. Influência dos Níveis de Irradiância
Como apresentado no capítulo 2.1.1 sobre recurso solar, fatores geográficos e
meteorológicos influenciam diretamente na intensidade da irradiância e níveis
diferentes de irradiância influenciam diretamente na potência resultante do sistema
fotovoltaico. A figura 15 ilustra diferentes níveis de corrente para diferentes níveis de
intensidades luminosas.
Figura 15: Efeito da variação da irradiância de um módulo fotovoltaico a 25°C
Fonte: RIBEIRO (2015)
2.1.4.7. Influência da Temperatura
Quanto à temperatura da célula, a tensão do módulo fotovoltaico é inversamente
proporcional à temperatura. Dessa forma, um aumento na temperatura resulta numa
redução na potência de saída do módulo fotovoltaico.
21
Figura 16: Efeito da variação da temperatura de um módulo fotovoltaico quando exposto à irradiação
de 1kW/m²
Fonte: RIBEIRO (2015)
2.1.5. Inversores
Os módulos fotovoltaicos transformam energia solar em energia elétrica em corrente
contínua. Entretanto para conexão com a rede elétrica deve-se converter essa
corrente em corrente alternada. Para isso é necessária a aplicação de inversores de
corrente na saída dos módulos, para alimentação da rede.
Além da conversão de corrente os inversores têm papel de proteção contra curto
circuitos na saída, contra tensões atmosféricas, contra tensões e frequências fora da
faixa de operação e contra a inversão de polaridade (LOUZADA, 2016).
Existem dois tipos de inversores: de rede e autônomos. Os de rede são conhecidos
também como Grid-Tie ou Grid-Connected e é o tipo aplicado a sistemas de geração
solar compartilhada, foco desse projeto. Os inversores autônomos funcionam ligados
a um banco de baterias, onde a energia produzida pelos módulos fotovoltaicos é
armazenada (SILVA, 2015).
22
2.1.6. Configuração dos Módulos Fotovoltaicos
A configuração híbrida dos módulos em série e em paralelo é determinante para a
determinação da tensão de trabalho do inversor . Dessa forma é preciso levar em
conta o número mínimo e o número máximo de painéis que podem ser ligados em
série e de fileiras ligadas em paralelo para chegar à configuração ideal dos painéis.
O número máximo de módulos que o inversor pode suportar (𝑁𝑚á𝑥) é obtido
dividindo a potência máxima de entrada (𝑊𝑚á𝑥𝑒) pela potência de pico do painel com
perdas (𝑊𝑝𝑓).
𝑁𝑚á𝑥 =𝑊𝑚á𝑥𝑒
𝑊𝑝𝑓
O número mínimo de módulos em série (𝑁𝑚𝑖𝑛𝑠) é obtido dividindo a tensão mínima
necessária para o funcionamento do inversor (𝑉𝑚í𝑛) pela tensão máxima do módulo
na maior temperatura admitida como a máxima temperatura do painel em operação
(𝑉𝑚á𝑥𝑇).
𝑁𝑚í𝑛𝑠 =𝑉𝑚í𝑛
𝑉𝑚á𝑥𝑇
A tensão máxima do módulo na máxima temperatura de operação é obtida pela
relação entre o coeficiente de temperatura do painel (𝛥𝑉), determinado pelo
fabricante do painel e expresso em (%/ °𝐶) ou (𝑚𝑉/ °𝐶), e a tensão máxima do
módulo à temperatura padrão de 25 °C (𝑉𝑚á𝑥𝑇𝑃), conforme abaixo (CARNEIRO, 2009):
𝑉𝑚á𝑥𝑇 = 𝑉𝑚á𝑥𝑇𝑃 +35 𝑥 𝛥𝑉
1000
23
O número máximo de módulos em série (𝑁𝑚á𝑥𝑠) é obtido dividindo a tensão máxima
suportada pelo inversor (𝑉𝑚á𝑥) pela tensão de circuito aberto do módulo na menor
temperatura admitida como a mínima temperatura do painel em operação (𝑉𝑐𝑎 𝑚í𝑛𝑇).
𝑁𝑚á𝑥𝑠 =𝑉𝑚á𝑥
𝑉𝑐𝑎 𝑚í𝑛𝑇
A tensão mínima do módulo na máxima temperatura de operação é obtida pela
relação entre o coeficiente de temperatura do painel (𝛥𝑉), determinado pelo
fabricante do painel e expresso em (%/ °𝐶) ou (𝑚𝑉/ °𝐶), e a tensão de circuito
aberto do módulo à temperatura padrão de 25 °C (𝑉𝑐𝑎𝑇𝑃), conforme abaixo
(CARNEIRO, 2009):
𝑉𝑚𝑐𝑎 𝑚í𝑛𝑇 = 𝑉𝑐𝑎𝑇𝑃 −35 𝑥 𝛥𝑉
1000
Chega-se então à tensão de trabalho (𝑈):
𝑈 = 𝑁𝑚á𝑥𝑠 𝑥 𝑉𝑐𝑎 𝑚í𝑛𝑇
Para se determinar o número máximo de painéis ligados em paralelo (𝑁𝑚á𝑥𝑝) faz-se
o quociente entre a corrente de entrada para o inversor (𝐼𝐹𝑉) e a corrente máxima de
um módulo (𝐼𝑚á𝑥), que corresponde à corrente atravessando cada fileira dos módulos
(CARNEIRO, 2009).
𝑁𝑚á𝑥𝑝 =𝐼𝐹𝑉
𝐼𝑚á𝑥
A corrente de entrada para o inversor corresponde à potência máxima DC do inversor
(𝑃𝑚á𝑥𝑖) sobre a tensão do inversor (𝑉𝑖).
𝐼𝐹𝑉 =𝑃𝑚á𝑥𝑖
𝑉𝑖
24
Com o número de painéis em paralelo e a corrente máxima se obtém a corrente de
trabalho (𝐼𝑡).
𝐼𝑡 = 𝐼𝑚á𝑥 𝑥 𝑁𝑚á𝑥𝑝
Por fim, a potência do sistema fotovoltaico (𝑃𝐹𝑉) é obtida pelo produto entre a
tensão de trabalho e a corrente de trabalho.
𝑃𝐹𝑉 = 𝑈 𝑥 𝐼𝑡
2.1.7. Conexão na Rede Elétrica
Existem dois tipos de sistemas de geração solar fotovoltaica. O isolado, que não
possuem ligação com a rede, portanto é de uso local e pode ter energia armazenada
em baterias. Dessa forma é ideal para comunidades mais isoladas e com deficiência
de acesso a energia. São também denominados sistemas Off-Grid.
O sistema conectado a rede elétrica, ou On-Grid, injeta diretamente a energia na rede
elétrica, não havendo, portanto, necessidade de baterias ou armazenamento de
energia. É o sistema no qual se aplica o caso de geração de energia solar
compartilhada e também alguns casos de micro e minigeração.
2.2. Geração Solar Compartilhada
Como uma alternativa a geração de energia solar em propriedade privada, seja em
telhados ou em conexão direta ao solo, a geração solar compartilhada, também
conhecida como condomínio solar, reúne pessoas físicas ou jurídicas em uma mesma
área com o objetivo comum de gerar energia solar conjuntamente.
A Resolução Normativa 687/2015 da ANEEL definiu novas regras para a geração de
energia solar que viabiliza a geração compartilhada. Os modelos de geração, assim
25
como seus componentes e a regulamentação a qual se referem serão discutidos mais
a fundo nesta seção.
2.2.1. Conceito de Geração Solar Compartilhada e Histórico Brasileiro
Tendo em vista o crescente incentivo e demanda pelas energias renováveis
mundialmente, a fonte de energia solar vem constantemente se desenvolvendo e se
expandindo na matriz energética brasileira. A produção de energia através de painéis
fotovoltaicos e a instalação de painéis solares em ambientes residenciais e comerciais
vêm se demonstrando cada vez mais viáveis.
Entretanto dois são os maiores entraves, sobretudo em cidades, para a adoção dos
painéis solares para indivíduos e empresas com condições de realizar tal
investimento. O primeiro seria o espaço geográfico para a instalação dos mesmos,
dado que edifícios dispõem normalmente de uma área disponível muito baixa, sem
contar o custo de área em cidades ser relativamente alto, o que diminui a
atratividade econômica para a instalação de painéis solares em algumas áreas.
O segundo entrave se relaciona diretamente com o primeiro: a discrepância na
intensidade solar incidente dentro das cidades. Num ambiente com as mais variadas
instalações, prédios e residências, é comum observar sombras ou áreas com
incidência solar somente num determinado período do dia. Tal uniformidade na
incidência solar em cidades resulta num menor potencial energético quando
comparado com uma área plana livre de obstruções.
Os condomínios solares surgem como uma oportunidade para viabilizar a produção
de energia solar também para aqueles que não possuem área para isso. O conceito
baseia-se na construção de um campo de painéis solares que podem ser loteados e se
localizarem distante do respectivo dono do lote. Dessa forma o nome “condomínio
solar” faz referência a uma área com diversos donos gerando energia solar
conjuntamente, mas não diretamente em sua residência ou local de trabalho (para as
26
pessoas jurídicas). No Brasil, a distância limite para a instalação do condomínio é
ditada pelo limite do distribuidor de energia local. Portanto ao se produzir energia
através da geração compartilhada em uma região onde o distribuidor de energia é
diferente do distribuidor de energia da região de consumo ainda não é possível se
beneficiar da compensação de energia, entretanto diversas cidades possuem regiões
com campos ou grandes áreas disponíveis dentro do mesmo distribuidor de energia.
Quanto aos modelos de projetos, atualmente existem dois formatos de participação
na geração compartilhada: o primeiro modelo é baseado na aquisição dos lotes,
através da compra direta ou com financiamento do desenvolvedor do projeto;
enquanto o segundo é baseado no aluguel de um lote do condomínio solar de algum
proprietário ou do desenvolvedor do projeto. Em ambos os casos a capacidade
instalada tem como limite superior o consumo de energia do proprietário/locatário e
ambos se beneficiam também da geração de energia limpa (sustentavelmente e
economicamente) (COSOL, 2016).
No Brasil, a geração solar compartilhada está em fase inicial, com um grande
potencial a ser explorado ao benefício da matriz energética brasileira e do meio
ambiente. Dentre os projetos de geração compartilhada em andamento pode ser
citado o caso da Usina Solar Orquídeas da Bahia em Bom Jesus da Lapa, na Bahia,
com capacidade instalada estimada de 5 MW, planejada pela COSOL (COSOL, 2017).
O primeiro projeto de geração solar compartilhada foi construído em Tabuleiro do
Norte, no Ceará, e foi desenvolvido pela Enel Soluções para a rede de farmácias
Pague Menos e conta com uma área de 35 mil metros quadrados e 3.420 placas
solares instaladas gerando 1,06 MW durante o pico de produção, a rede de farmácias
Pague Menos investiu R$ 7 milhões no projeto de autoconsumo remoto que funciona
como um condomínio solar, entretanto, por ser o único proprietário, se beneficia
exclusivamente com uma economia mensal de 8% na conta de luz (ENEL SOLUÇÕES,
2016).
27
Além da existência de projetos em andamento em diferentes estados, sobretudo no
Nordeste, Sudeste e Centro-Oeste brasileiro, as projeções da ANEEL apontam o
crescimento exponencial pela demanda energética solar e microgerada em geral.
Estima-se um aumento no número de consumidores de energia proveniente da
microgeração em 230% entre 2017 e 2024 (ANEEL, 2017). Dessa forma torna-se
evidente o cenário oportuno para o desenvolvimento de projetos de geração solar
compartilhada.
Figura 17: Projeção de unidades consumidoras de microgeração por qualquer modalidade
Fonte: ANEEL (2017)
2.2.2. Funcionamento e Componentes
Primeiramente a energia solar é captada por painéis fotovoltaicos que transformam a
energia solar em elétrica de corrente contínua. Em seguida, a energia é convertida
em corrente alternada por inversores e é então distribuída para a rede elétrica local.
Paralelamente, a energia injetada na rede que corresponde ao lote de painéis solares
adquirido ou alugado é contabilizada por um medidor pela concessionária local e a
energia correspondente é então creditada na conta do usuário. Dessa forma o
28
desconto na conta de luz será equivalente à energia gerada no mesmo período de
tempo (COSOL, 2016).
Figura 18: Esquema da geração solar compartilhada: geração, conversão, transmissão e compensação
Fonte: AUTOR (2018)
Portanto, para a construção de um condomínio solar além da mão de obra
especializada e área livre com incidência solar favorável, são necessários módulos
fotovoltaicos, inversores de corrente contínua para alternada, equipamentos
elétricos auxiliares, a rede de distribuição de energia e o medidor bi-direcional,
responsável por contabilizar os créditos de energia e compensar os pontos do
consumidor, junto à concessionária local.
2.2.3. Regulamentação Brasileira e Benefícios Fiscais
A Agência Nacional de Energia Elétrica é o órgão público vinculado ao Ministério de
Minas e Energia responsável por regular e fiscalizar todo o setor elétrico brasileiro.
Possui, portanto, um papel fundamental na regulamentação da geração de energia
solar compartilhada no Brasil.
A Resolução Normativa ANEEL n° 482/2012 entrou em vigor em 2012 e permitiu que
os consumidores pudessem gerar energia elétrica de fontes renováveis, como eólica e
solar, através da micro e minigeração além de permitir que empresas de energia solar
produzindo um máximo de 30 MW possam se beneficiar da redução de tarifas para a
utilização da transmissão e rede de distribuição e ainda fornecer o excedente para a
rede de distribuição elétrica local (ANEEL, 2012).
O sistema de compensação então possibilitado pela Resolução 482, e atualizado pela
Resolução 517, consiste no modelo de net metering, onde a energia gerada pela mini
29
ou microgeração é injetada na rede elétrica para uso na matriz energética e no final
do mês a quantidade de energia consumida recebe um desconto igual à quantidade
de energia fornecida ao sistema nesse mês, considerando o mesmo valor da energia
(MIRANDA, 2013).
Em 2016, entrou em vigor a Resolução Normativa ANEEL n° 687/2015, que autoriza a
microgeração (até 75 kW) e minigeração (de 75 kW até 5 MW, ou até 3 MW para
fontes de energia hídricas) para qualquer fonte de energia renovável.
Posteriormente, a RN n° 786/2017 expandiu o conceito de minigeração para
produção de energia de 75 kW até 5MW para todas as fontes.
A RN ANEEL n° 687/2015 viabilizou também a geração de energia compartilhada,
através da instalação de condomínios solares (ANEEL, 2015). Dessa forma um campo
de produção de energia solar pode ser loteado e, portanto, ter diversos consorciados.
A RN ANEEL n° 687/2015 regulamentou a criação de créditos de energia para os
períodos nos quais a produção de energia venha a ser maior que o consumo. Nessa
forma de “empréstimo de energia” a concessionária local gera um crédito que será
abatido da conta de energia do consumidor quando a produção de energia for
inferior ao consumo por um período de até 60 meses (ANEEL, 2015). Assim, o
consumidor tem o benefício de compensar períodos de menor produção de energia
solar devido a condições climáticas por períodos de produção superior ao seu
consumo.
Sendo um grande avanço para a geração solar compartilhada no Brasil, a RN 687
define o conceito de geração compartilhada como “caracterizada pela reunião de
consumidores, dentro da mesma área de concessão ou permissão, por meio de
consórcio ou cooperativa, composta por pessoa física ou jurídica, que possua unidade
consumidora com microgeração ou minigeração distribuída em local diferente das
unidades consumidoras nas quais a energia excedente será compensada” (ANEEL,
2015).
30
Por fim, a ANEEL n° 687/2015 autoriza empreendimentos de geração compartilhada a
aderir também ao sistema de compensação de energia elétrica. Entretanto, proíbe o
aluguel dos lotes por unidade de energia elétrica, dessa forma, nos empreendimentos
que alugam lotes, o inquilino tem uma área no condomínio solar e a sua parcela de
energia gerada é correspondente à energia gerada naquela área num dado mês.
Dessa forma, comercializa-se uma área do condomínio solar, e não uma quantidade
de energia gerada.
Em 2001 foi publicado o Decreto 3827/01 que isenta os módulos fotovoltaicos do IPI
e ICMS (VARELLA; CAVALIERO; SILVA, 2008). No âmbito federal, a lei nº 13.169 isenta
de PIS e COFINS a geração distribuída em todo o território brasileiro (PRESIDÊNCIA DA
REPÚBLICA, 2015). No âmbito estadual, tem-se a isenção do ICMS sobre a energia
injetada na rede para 21 estados brasileiros e o distrito federal (MINISTÉRIO DE
MINAS E ENERGIA, 2016). E em muitos municípios do país a mini e microgeração de
energia da geração solar compartilhada traz reduções no IPTU e ITBI em cotas
variadas pelos municípios.
2.3. Cidades Inteligentes
Uma cidade inteligente conta com projetos de sustentabilidade e eficiência
energética para incentivar a geração de energia renovável e consequente redução da
emissão de CO2 e demais gases poluentes (LOPES, 2014), além de conscientizar o
consumidor como agente principal da gestão de energia e atuante em práticas que
beneficiem a sociedade e o meio ambiente (AMPLA, 2013a).
Tal conscientização engloba toda a cadeia energética, da produção e distribuição ao
consumo, com equipamentos que maximizam a eficiência energética e tecnologias de
monitoramento e gerenciamento de toda a cadeia energética, como medidores
inteligentes e sistemas de telecomunicação e controle.
31
Armação de Búzios foi escolhida como a primeira cidade a ser desenvolvida como
uma cidade inteligente da América Latina. Alguns fatores importantes para essa
escolha foi o alto potencial de instalação de sistemas de geração distribuída de fontes
renováveis, sua pequena extensão territorial, a preocupação da cidade em
preservação ambiental e o fato de ser uma cidade turística com visibilidade
internacional (AMPLA, 2013a). Projetos de geração solar compartilhada impulsionam
o desenvolvimento de cidades inteligentes, sendo o principal motivo de escolha da
cidade de Armação de Búzios para o estudo de caso analisado.
32
3. Capítulo 3: Metodologia
3.1. Procedimentos Metodológicos
A partir da revisão dos conceitos técnicos será estipulada a demanda média anual
para as quatro pousadas e os painéis e os inversores ideais em termos de custo e
eficiência.
Para a simulação serão utilizados dados de observação do pátio de geração
fotovoltaica do Instituto Federal Fluminense, campus Cabo Frio com investimentos de
P&D da ENEL e recursos oriundos da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL,
através do do Edital n° 13/2012, intitulado “Arranjos técnicos e comerciais para
inserção da geração de energia solar fotovoltaica na matriz energética brasileira”.
Tendo todas as entradas necessárias, a simulação retornará a disposição ideal dos
painéis e o fluxo de geração de energia do sistema para os próximos 25 anos.
Com tais dados técnicos, serão estimadas a evolução do preço de energia para a
modalidade tarifária na qual as pousadas se encaixam, assim como as premissas
econômicas que nos permitem chegar a um intervalo esperado da taxa de retorno e
por fim métricas financeiras como o Valor Presente Líquido, o Payback e a taxa
interna de retorno do projeto, fazendo uma comparação com o caso do condomínio
solar financiado com dívida, além do capital próprio do construtor.
A partir de tais métricas será feita uma análise final de modelo de concessão de um
condomínio solar com tarifas atrativas tanto para o construtor do condomínio quanto
para os proprietários das pousadas, consumidores finais da energia produzida de
forma compartilhada.
33
3.2. System Advisor Model (SAM)
O SAM é um software de simulação técnica e financeira de modelos de planta de
geração de energia renovável desenvolvido pelo National Renewable Energy
Laboratory (NREL), um laboratório do Departamento de Energia dos Estados Unidos
(DOE).
O primeiro passo para se iniciar um projeto utilizando o SAM é escolher o tipo de
planta e o modelo financeiro desejados. Após isso, o SAM requer um arquivo com
dados climatológicos em base horária e a entrada de parâmetros técnicos e de
configuração da planta que variam entre o tipo de planta escolhida. Embora existam
alguns modelos para avaliação técnico e financeira da geração solar compartilhada no
SAM, esses são muito focados nos modelos americanos, que apresentam condições
fiscais muito diferentes das do mercado brasileiro. Por isso, foi selecionado o modelo
fotovoltaico detalhado para modelo residencial no SAM para modelagem do
potencial de geração solar fotovoltaica e como suporte à escolha da disposição ótima
dos painéis e inversores, enquanto a análise financeira foi feita manualmente a partir
dos resultados colhidos da análise técnica e estudo dos custos e parâmetros
financeiros.
3.3. Avaliação Técnico-Econômica
A simulação no SAM terá como resultado todo o potencial de geração solar ao longo
dos próximos 25 anos, tendo como premissa que esse é o tempo de vida útil dos
painéis solares, dessa forma pode-se analisar a viabilidade técnica do projeto em
atender a demanda de energia das pousadas.
Para analisar a viabilidade econômica são levados em conta os seguintes critérios de
avaliação de investimentos de capital: Valor Presente Líquido, Taxa Interna de
Retorno e Pay-back.
34
Valor Presente Líquido
O método do Valor Presente Líquido (VPL) mensura o impacto de todos os fluxos de
caixa em um tempo pré-determinado do investimento (vida útil) em um valor
presente levando em conta um custo do capital investido, ou taxa de desconto
(SAMANEZ, C. P., 2010). Alternativas que tenham valor presente positivo indicam que
o retorno dos fluxos de caixa futuros excede o retorno dos fluxos de caixa do
investimento inicial aplicado ao custo de capital, sendo portanto um investimento
viável financeiramente.
𝑉𝑃𝐿 = −𝐹𝐶𝑜 + ∑𝐹𝐶𝑡
(1 + 𝑘)𝑛
𝑛
𝑡=1
Onde 𝐹𝐶𝑜 refere-se ao investimento inicial, 𝑘 ao custo de capital, 𝑛 ao número de
períodos e 𝐹𝐶𝑡 aos fluxos de caixas desses períodos.
Taxa Interna de Retorno
O método da Taxa Interna de Retorno (TIR) mensura a rentabilidade absoluta a um
dado custo de capital (SAMANEZ, C. P., 2010). A TIR indica a taxa intrínseca do
rendimento de um certo investimento, no qual o Valor Presente Líquido seja igual a
zero. Um investimento é atrativo quando a sua TIR é maior que o custo de capital.
𝑉𝑃𝐿 = −𝐹𝐶𝑜 + ∑𝐹𝐶𝑡
(1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑛
𝑛
𝑡=1
= 0
Pay-back
O pay-back é a medida do tempo necessário (𝑇) para se ter o retorno do
investimento inicial despendido com um dado investimento (SAMANEZ, C. P., 2010),
conforme fórmula abaixo.
35
𝐹𝐶𝑜 = ∑𝐹𝐶𝑡
(1 + 𝑘)𝑛
𝑇
𝑡=1
Taxa de Desconto
A taxa de desconto é o custo do capital despendido em um investimento (PÓVOA, A.,
2012). Essa taxa é calculada como o custo médio ponderado de capital (Weighted
Average Capital Cost – WACC), mensurado por uma média ponderada do custo de
capital próprio com custo de dívida (financiamento).
𝑊𝐴𝐶𝐶 = %𝐸 . 𝐾𝑒 + %𝐷 . 𝐾𝑑 . (1 − 𝑇)
Onde WACC é a taxa de desconto, %𝐸 a parcela de capital próprio no investimento,
%𝐷 a parcela de dívida do investimento, 𝑇 é a vantagem tributária resultante da
razão entre a Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP), usado como referência de custo
básico para financiamentos do BNDES, e o custo sobre capital próprio, 𝐾𝑒 é o custo
de capital próprio e 𝐾𝑑 é o custo da dívida.
𝐾𝑒 = 𝑅𝑓 + 𝛽 . 𝑅𝑝
O custo de capital próprio é dado pela soma da taxa livre de risco (𝑅𝑓) com o retorno
mínimo esperado para compensar o risco do investimento (𝛽 . 𝑅𝑝) (PÓVOA, A, 2012).
Esse retorno adicional é o produto entre o coeficiente 𝛽 que representa a
sensibilidade do investimento à influência de fatores macro, associados
principalmente ao mercado de energia brasileiro, e o prêmio de risco do mercado. O
custo da dívida é o custo do crédito tomado no financiamento.
36
4. Capítulo 4: Estudo de Caso: Condomínio Solar
4.1. Descrição da Localidade
Armação de Búzios é um localizado no estado do Rio de Janeiro, pertencente à Região
dos Lagos, também chamada de Costa do Sol, com área total de 70,7 km² e população
de 32,2 mil pessoas (IBGE, 2017). É uma cidade onde as atividades econômicas giram
ao redor do turismo, principalmente pelas suas belezas naturais reconhecidas
mundialmente, com muitos hotéis e pousadas espalhadas pelo munícipio.
Búzios foi escolhida para ser a primeira cidade inteligente da América Latina, se
beneficiando da conscientização de sustentabilidade da cidade, impulsionando assim
o desenvolvimento de novos projetos de geração de energia renovável. Dessa forma
se demonstra como um cenário propício para a implantação de projetos de geração
solar compartilhada.
Devido à maior valorização dos terrenos na cidade de Búzios quando comparado com
outras cidades na área de concessão da distribuidora de energia, foi utilizada a cidade
de Itaboraí como base para busca de terreno para o projeto. A figura 19 ilustra os
municípios de concessão da ENEL Distribuição ao redor da Região dos Lagos, com
destaque para o município de Armação de Búzios, localização das pousadas desse
estudo de caso.
37
Figura 19: Mapa de Búzios com destaque de área para potencial construção do condomínio solar
Fonte: Adaptado de GOOGLE MAPS (2018)
4.1.1. Pousadas e Demanda Energética
Por ser uma cidade com enfoque em turismo, Búzios conta com uma ampla rede de
hotéis e pousadas em diversos portes. Foram considerados os diferentes tamanhos
das instalações hoteleiras em três diferentes categorias, de acordo com a
categorização proposta por Lopes (2014): pequeno porte, com até 20 quartos, médio
porte, de 21 a 40 quartos e grande porte, com mais de 40 quartos (LOPES, 2014).
Para a simulação neste projeto, foi utilizado como base o dimensionamento de um
condomínio solar que atenda a demanda energética de um conjunto de quatro
pousadas de grande porte, cujas demandas energéticas serão estimadas
proporcionalizando uma amostra de consumo no ano de 2012 de uma pousada com
47 quartos para quatro pousadas teóricas com 50 quartos.
38
Data Leitura Consumo Ativo FP (kWh)
Consumo Ativo HP
(kWh)
03/12/2012 7875 508
01/11/2012 7602 661
01/10/2012 7224 610
03/09/2012 5712 446
01/08/2012 6510 589
02/07/2012 7623 591
01/06/2012 8232 820
02/05/2012 9576 806
02/04/2012 10038 1037
01/03/2012 10773 1012
01/02/2012 12264 1516
02/01/2012 12348 1347
105.777,00 9.943,00
Total 115.720,00
Tabela 1: Consumo de energia de uma pousada de grande porte com 47 quartos
Fonte: Adaptado de LOPES (2012)
Foi tomada como premissa a demanda energética anual de cada hotel como sendo
125 kWh, ou 500 kWh para os quatro hotéis.
4.1.2. Dados Meteorológicos
Foram utilizados como base para a previsão do potencial de geração energética na
Região dos Lagos os dados de observação do pátio de geração fotovoltaica do
Instituto Federal Fluminense, campus Cabo Frio com investimentos de P&D da ENEL e
recursos oriundos da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, através do Edital
n° 13/2012, intitulado “Arranjos técnicos e comerciais para inserção da geração de
energia solar fotovoltaica na matriz energética brasileira”. Os dados são de base
horária e estão em planilhas de Excel diárias do período de fevereiro de 2016 a
janeiro de 2017. Os dados foram então tratados para o formato “.csv” em base
horária para leitura no no SAM.
39
4.2. Dimensionamento
Para o dimensionamento o primeiro passo foi comparar os potenciais de geração,
preços e eficiência dos painéis solares disponíveis no mercado brasileiro. Com a
escolha do modelo de painel mais atrativo foi feito o levantamento do inversor
disponível com preço mais atrativo e potência para atender a demanda do
condomínio solar.
A partir do número e disposição dos painéis e inversores é obtida a área necessária
para tal empreendimento. Em seguida foi feito um levantamento de custo de
terrenos dentro da região atendida pela distribuidora de energia.
Por fim foram considerados custos de instalação, suportes, disjuntores, cabeamento
e manutenção como proporcionais ao número de painéis instalados.
4.2.1. Painéis Fotovoltaicos
O modelo de painel escolhido para o projeto foi o Painel Solar Fotovoltaico Canadian
CSI CS6U-330P, com potência máxima de 330 Wp, eficiência nominal de 17,1%,
voltagem de máxima potência de 37,2 V, corrente de máxima potência de 8,9 A,
voltagem de circuito aberto de 45,6 V, corrente de curto circuito de 9,4 A, coeficiente
de temperatura de potência -0,4%/°C e de corrente -1,3 W/°C (NEOSOLAR, 2018). A
escolha se justifica por ser o painel com menor preço dentre os painéis com eficiência
superior a 17% de eficiência disponíveis no mercado em maio de 2018.
40
Figura 20: Painel Solar Canadian 330P
Fonte: NEOSOLAR (2018)
Figura 21: Parâmetros geométricos do painel selecionado
Fonte: NEOSOLAR (2018)
Para a demanda energética de 500 kWh anual, serão necessários 1.501 painéis desse
modelo. A figura 22 ilustra a entrada dos parâmetros do painel selecionado no SAM.
41
Figura 22: Parâmetros do painel solar selecionado no SAM
Fonte: AUTOR com base no SAM (2018)
4.2.2. Inversores
Para a escolha do inversor optou-se utilizar inversores de alta potência e, como a
disponibilidade de inversores de alta potência no Brasil é bem restrita, o modelo de
inversor escolhido foi o Inversor Solar ON-GRID 100.000W / 400V com 1 MPPT –
Ingeteam 100 TL, com máxima potência nominal de saída de 100.000 W, eficiência de
98,8%, tensão de operação MPPT em potência nominal entre 570 e 850 Vdc, corrente
máxima de 185 Adc, tensão máxima de 1100 Vcc e tensão nominal de saída de 400
Vac.
42
Figura 23: Inversor selecionado
Fonte: COMÉRCIO SOLAR (2018)
Para o projeto foi determinada a necessidade de 5 inversores desse modelo. Vale
ressaltar que a vida útil média dos inversores é de 10 a 15 anos. Portanto os
inversores devem ser substituídos uma vez para o projeto após 13 anos.
Figura 24: Parâmetros do inversor selecionado no SAM
Fonte: AUTOR com base no SAM (2018)
43
4.2.3. Outros Componentes e Custos
Além dos painéis e inversores foram contemplados os custos do terreno, de
instalação, manutenção e custos dos suportes, disjuntores e cabeamento, entretanto
o custo de conexão não foi contemplado.
Para estimar o preço do terreno foi feito um levantamento dos menores preços para
terrenos na área dentro do limite da distribuidora de energia, afastados de Búzios por
ser a cidade mais valorizada da região. Foi escolhida a cidade de Itaboraí como base
para busca de preço do terreno. O custo adotado como premissa para a instalação
dos painéis foi um custo único inicial referente a 10% do valor dos painéis; para
suportes, disjuntores e cabeamento foi também considerado um custo único inicial
consolidado de 10 % do valor dos painéis enquanto que para manutenção foi
considerado um custo anual de 2% (HORWACZ, 2018). Os valores da análise
financeira foram calculados por metro quadrado.
A tabela 2 lista o custo unitário dos itens necessários para a constituição do
condomínio solar. O custo total inicial será avaliado no capítulo 5, sobre a análise dos
resultados.
Custo Valor
Terreno R$80.000,00
Painel R$675,00
Inversor R$59.000,00
Instalação R$67,50
Outros R$67,50
Manutenção R$13,50
Tabela 2: Lista de Custos Unitários do Projeto
Fonte: AUTOR (2018)
44
4.3. Modalidade Tarifária e Preço da Energia
No Brasil as modalidades tarifárias são divididas em dois grandes grupos: grupo A,
dos consumidores em alta tensão e grupo B dos consumidores em baixa tensão
(ENEL, 2017). O grupo A é subdivido nos subgrupos A1, A2, A3, A3 a A4 e AS, e o
grupo B em subgrupos B1, B2, B3 e B4:
Grupo A Subgrupo A1 Tensão igual ou superior a 230 kV
Subgrupo A2 Tensão de 88 a 138 kV
Subgrupo A3 Tensão de 69 kV
Subgrupo A3a Tensão de 30 a 44 kV
Subgrupo A4 Tensão de 2,3 a 25 kV
Subgrupo AS Sistemas subterrâneos
Grupo B Subgrupo B1 Residencial e de baixa renda
Subgrupo B2 Rural e cooperativa de eletrificação rural
Subgrupo B3 Demais classes
Subgrupo B4 Iluminação pública
Tabela 3: Modalidades Tarifárias
Fonte: AUTOR (2018)
Existe a opção de ser tarifado no grupo B nos casos de unidades consumidoras
localizadas em área de veraneio ou turismo que prestem serviços de hotelaria (ENEL,
2017). Dessa forma as pousadas de grande porte usadas como exemplo da simulação
são classificadas no grupo B, subgrupo B3.
De acordo com o site da distribuidora de energia local (ENEL), o preço da energia em
R$/kWh na data da elaboração desse trabalho varia de 0,73, para tarifa verde, 0,75
para tarifa amarela e 0,81 para a tarifa vermelha. Para o estudo da viabilidade
financeira desse projeto foi utilizado o preço base de R$ 0,75 / kWh.
Devido à variação no preço da energia ao decorrer dos anos, é necessária uma
previsão do preço da energia para os próximos 25 anos. Os fatores principais para a
determinação do preço da energia envolvem aspectos políticos e econômicos como o
produto interno bruto, balanceamento da oferta e demanda de energia no país,
45
inflação, novos leilões de energia, alterações na capacidade de produção e
distribuição derivados de investimentos em infraestrutura e tecnologia, influência de
políticas externas, alteração no risco país, dentre outros fatores.
Devido à dificuldade de relacionar todos os fatures de influência na evolução tarifária
no longo prazo com precisão, foi elaborado um modelo mais simplista para a previsão
da evolução da tarifa energética relacionando o crescimento do PIB ano a ano com a
variação da tarifária, pois o PIB mensura a atividade econômica do país, e o
desenvolvimento econômico se relaciona diretamente ao desenvolvimento
tecnológico, industrial e populacional, pode-se então estimar um modelo simplista da
evolução da demanda e da oferta energética atrelado ao PIB. A tabela 4 apresenta
uma correlação entre as variações de tarifa e do PIB. Observa-se uma correlação de
26,5% entre as variações, reforçando a correlação positiva entre a variação do PIB e a
variação tarifária.
Ano Variação Tarifária Variação PIB
2003 380,3% 1,1%
2004 -3,2% 5,8%
2005 -1,4% 3,2%
2006 -7,7% 4,0%
2007 1080,6% 6,1%
2008 -54,1% 5,1%
2009 -82,2% -0,1%
2010 237,8% 7,5%
2011 -41,5% 4,0%
2012 986,4% 1,9%
2013 -15,7% 3,0%
2014 123,4% 0,5%
2015 -68,8% -3,8%
2016 -44,5% -3,6%
2017 115,7% 1,0%
Correlação 26,5%
Tabela 4: Correlação entre a variação tarifária e do PIB
Fonte: BANCO CENTRAL e CCEE (2018)
46
Como as incertezas ligadas a qualquer modelo de previsão de evolução tarifárias são
muito altas, em especial ao modelo simplista atrelado ao PIB, as simulações se
dividirão em dois cenários em relação às tarifas energéticas futuras adotadas, para se
ter uma sensibilidade do impacto da variação de energia no valor presente do
projeto. O primeiro cenário, mais conservador, se baseará numa relação de evolução
de preço na proporção de 1,5 vezes o crescimento do PIB nominal. O segundo cenário
será com a evolução nos preços na taxa de 2 vezes o crescimento do PIB nominal.
Para todos os casos os crescimentos do PIB anual são os estimados pelo Banco
Central através do Boletim Focus.
Ano Crescimento projetado
2018 1,6%
2019 2,6%
2020 2,50%
Tabela 5: Crescimento Projetado do PIB
Fonte: BANCO CENTRAL (2018)
A tabela 6 relaciona os preços de energia nos dois cenários. O crescimento projetado
do PIB para depois de 2020 foi adotado como o mesmo de 2020.
47
1,5 x PIB 2 x PIB
Ano Preço (R$/kWh) Preço (R$/kWh)
2018 0,75 0,75
2019 0,77 0,81
2020 0,80 0,81
2021 0,83 0,85
2022 0,86 0,90
2023 0,89 0,94
2024 0,92 0,99
2025 0,96 1,04
2026 0,99 1,09
2027 1,03 1,14
2028 1,07 1,20
2029 1,11 1,26
2030 1,15 1,33
2031 1,20 1,39
2032 1,24 1,46
2033 1,29 1,53
2034 1,34 1,61
2035 1,39 1,69
2036 1,44 1,78
2037 1,49 1,86
2038 1,55 1,96
2039 1,60 2,06
2040 1,67 2,16
2041 1,73 2,27
2042 1,79 2,38
2043 1,86 2,50
Tabela 6: Previsão dos preços de energia (R$/kWh)
Fonte: AUTOR (2018)
4.4. Taxa de Desconto
Para compor a taxa de desconto foram adotadas as seguintes premissas (em base
anual):
• 𝑅𝑓 é a taxa pré NTN-B Principal 2045 disponibilizada pelo Tesouro Nacional
(5,4%) somada ao IPCA de longo prazo levantado pelo Banco Central (4,0%);
• 𝛽 foi estimado a partir de uma faixa de valores de empresas do setor de
geração e transmissão de energia listadas em bolsa (entre 0,5 e 0,7);
48
• 𝑅𝑝 foi considerada em um caso 5,0% e em outro 6,5%, intervalo de prêmio de
risco usualmente adotado para o mercado brasileiro;
• 𝐾𝑑 varia de acordo com os termos negociados com a instituição credora,
podendo ser ainda menores com empréstimos tomados com subsídios de incentivo à
produção de energia renovável, por exemplo, junto ao BNDES, que também tem
taxas diversas de acordo com a linha de financiamento. Para o prazo de
financiamento de 10 anos existem linhas de crédito do BNDES que variam entre 9 e
13% ao ano (BNDES, 2018), enquanto linhas de crédito de bancos comerciais como a
Caixa Econômica Federal, o Banco do Brasil e o Santander podem oferecer taxas entre
14 e 17% ao ano (ASTRA SOLAR, 2018). Para obter uma sensibilidade do impacto da
taxa do financiamento na construção do projeto foi considerada uma taxa de 13% ao
ano para um caso e 16% ao ano para outro.;
• 𝑇 foi adotado como 37%.
𝑊𝐴𝐶𝐶 = %𝐸 . (𝑅𝑓 + 𝛽 . 𝑅𝑝) + %𝐷 . 𝐾𝑑 . (1 − 𝑇)
A tabela 7 considera o caso de investimento somente com capital próprio levando em
conta a combinação de dois betas e dois prêmios de risco de mercado nos intervalos
supracitados, resultando em taxas de desconto variando entre 11,90% e 13,95%,
configurando intervalo de sensibilidade a ser utilizado no projeto para o caso sem
financiamento.
WACC = Custo de Capital Próprio Beta Prêmio de risco do mercado
11,90% 0,5 5,0% 12,65% 0,5 6,5% 12,90% 0,7 5,0% 13,95% 0,7 6,5%
Tabela 7: Taxa de desconto para betas de 0,5 e 0,7 e prêmios de risco de 5,0% e 6,5% sem
financiamento
Fonte: AUTOR (2018)
A tabela 8 considera o caso de investimento com 30% e 50% do investimento
financiado a custos variando entre 13% e 16%, com o mesmo intervalo de beta e
49
prêmio de risco de mercado do caso sem financiamento. A taxa de desconto para
esse caso varia de 10,79% a 12,02%.
WACC Custo de Capital Próprio Beta Prêmio de risco Custo de Dívida % dívida
10,79% 11,90% 0,5 5,0% 13% 30% 11,07% 13,95% 0,7 6,5% 13% 50% 11,35% 11,90% 0,5 5,0% 16% 30% 12,02% 13,95% 0,7 6,5% 16% 50%
Tabela 8: Taxa de desconto para betas de 0,5 e 0,7 e prêmios de risco de 5,0% e 6,5% com
financiamento de 30% e 50% com custos de 12% e 15%
Fonte: AUTOR (2018)
Com isso, para a análise da viabilidade financeira do projeto de condomínio solar será
feita uma matriz de sensibilidade com valores da taxa de desconto variando de
11,00% a 14,00%.
50
5. Capítulo 5: Análise dos Resultados
5.1. System Advisor Model
A figura 25 ilustra a entrada da demanda de energia de 500 kWh necessária para o
projeto e da razão entre a entrada de corrente contínua e a saída em corrente
alternada do inversor (101.215 Wdc / 100.000 Wac).
Figura 25: Demanda energética do projeto
Fonte: AUTOR com base no SAM (2018)
A figura 26 detalha a configuração dos painéis a ser utilizada no projeto. Os 1.501
módulos são organizados em arranjos de 19 módulos com 79 arranjos em paralelo,
demandando uma área total de 2.892,4 m².
Figura 26: Configuração dos painéis solares
Fonte: AUTOR com base no SAM (2018)
A partir dos resultados da figura 26 foi possível listar o custo inicial total do projeto,
conforme tabela 9 abaixo.
51
Custo Valor Quantidade Total Periodicidade
Terreno R$80.000,00 1 R$80.000,00 Única
Painel R$675,00 1501 R$1.013.175,00 Única
Inversor R$59.000,00 5 R$295.000,00 13 anos
Instalação R$101.317,50 1 R$101.317,50 Única
Outros R$101.317,50 1 R$101.317,50 Única
Manutenção R$26.163,50 1 R$26.163,50 Anual
Custo Total Inicial: R$1.590.810,00
Tabela 9: Custo inicial total do projeto
Fonte: AUTOR (2018)
A figura 27 ilustra a produção de energia ao longo dos 25 anos de projeto, enquanto a
figura 28 ilustra o padrão de produção de energia solar ao longo do ano. É
interessante notar a sazonalidade na geração de energia, onde a produção é
consideravelmente menor no período de inverno do que no período de verão.
Figura 27: Produção de energia anual
Fonte: AUTOR com base no SAM (2018)
52
Figura 28: Sazonalidade na geração de energia
Fonte: AUTOR com base no SAM (2018)
5.2. Modelagem Financeira do Condomínio Solar
Para a avaliação da viabilidade econômica do projeto foram feitos quatro modelos
principais. Dentre os modelos sem financiamento, uma modelagem foi baseada na
evolução tarifária mais conservadora e outra numa maior evolução tarifária. Para os
modelos com financiamento foram também considerados os dois cenários diferentes
de evolução tarifária. As projeções de demonstrativo financeiro, fluxo de caixa, valor
presente líquido, taxa de retorno e payback para os diferentes cenários se encontram
no Anexo I.
Todos os modelos em anexo resultam no valor presente líquido por metro quadrado
investido, no payback e na taxa interna de retorno para o investidor do condomínio
solar. Dessa forma o custo no primeiro ano corresponde ao valor do metro quadrado,
dividido proporcionalmente entre os custos do projeto (terreno, painel, inversor,
53
instalação, outros e manutenção). No décimo terceiro ano foi considerado o custo de
troca dos inversores, enquanto o custo de manutenção está presente anualmente,
ajustado pela projeção de inflação de 4,0% anual. No caso com financiamento a
dívida entra parcelada como custo nos 10 primeiros anos do fluxo de caixa.
De forma geral, a projeção de receita se baseou na economia proveniente da geração
solar estimada por metro quadrado do condomínio (total de 3000 m²). Os custos
iniciais do terreno, painéis, inversores, instalação e outros equipamentos foram
atribuídos ao construtor (R$1.590.810,00). Fazendo uma relação de custo por metro
quadrado é obtido o custo de R$530,27 por metro quadrado. A Taxa Interna de
Retorno do construtor do condomínio solar é baseada na venda da totalidade do
condomínio solar ao final da construção. Para ser viável o projeto deve ter uma TIR
acima da Taxa de Atratividade Mínima, definida como a taxa pré do tesouro mais
longo (NTN-B Principal de 5,4%) adicionado da projeção de IPCA longa (4,0%), ou seja,
maior que 9,4%.
Os custos de manutenção foram atribuídos às pousadas anualmente e as Taxas
Internas de Retorno contemplam esse gasto anual com manutenção e um gasto no
décimo terceiro ano com a compra de novos inversores, para uma produção de
energia contínua.
A tabela 10 lista a TIR para o construtor do condomínio solar, que venderá o mesmo
para as pousadas, em função de uma faixa de diferentes preços de venda por metro
quadrado.
Preço m² TIR
R$580,00 9,4%
R$600,00 13,1%
R$625,00 17,9%
R$650,00 22,6%
Tabela 10: Taxas Internas de Retorno para diferentes preços de venda por metro quadrado
Fonte: AUTOR (2018)
54
Percebe-se que valores em torno de R$ 600/m² já trazem um retorno atrativo para o
projeto por parte do construtor. Dessa forma, foram feitas duas análises de
sensibilidade de preço, uma com metro quadrado a R$ 600 e outra a R$ 625. Para
cada análise foi feita uma relação de taxa de desconto entre 10,5% e 14,0%, para um
caso de menor evolução tarifária e para outro de maior evolução tarifária. Com isso
chega-se a uma faixa de taxa interna de retorno e payback esperados para as
pousadas com o projeto, conforme tabelas 11 e 12.
Taxa de desconto
Menor Evolução Tarifária Maior Evolução Tarifária
TIR VPL Payback TIR VPL Payback
10,5% 12,4% 817 6 anos e 1 mês 13,8% 1004 5 anos e 10 meses
11,0% 11,9% 758 6 anos e 3 meses 13,3% 933 5 anos e 11 meses
11,5% 11,4% 702 6 anos e 4 meses 12,8% 867 6 anos e 1 mês
12,0% 10,9% 651 6 anos e 6 meses 12,3% 805 6 anos e 2 meses
12,5% 10,4% 602 6 anos e 8 meses 11,8% 747 6 anos e 4 meses
13,0% 9,9% 557 6 anos e 9 meses 11,3% 693 6 anos e 5 meses
13,5% 9,5% 514 6 anos e 11 meses 10,8% 642 6 anos e 7 meses
14,0% 9,0% 474 7 anos e 1 mês 10,3% 595 6 anos e 8 meses
Tabela 11: Taxas Internas de Retorno, VPL e Payback para as pousadas a R$ 600/m²
Fonte: AUTOR (2018)
Taxa de desconto
Menor Evolução Tarifária Maior Evolução Tarifária
TIR VPL Payback TIR VPL Payback
10,5% 11,6% 792 6 anos e 5 meses 13,0% 979 6 anos e 2 meses
11,0% 11,1% 733 6 anos e 7 meses 12,5% 908 6 anos e 3 meses
11,5% 10,6% 677 6 anos e 8 meses 12,0% 842 6 anos e 4 meses
12,0% 10,1% 626 6 anos e 10 meses 11,5% 780 6 anos e 6 meses
12,5% 9,6% 577 7 anos 11,0% 722 6 anos e 8 meses
13,0% 9,1% 532 7 anos e 2 meses 10,5% 668 6 anos e 9 meses
13,5% 8,7% 489 7 anos e 4 meses 10,0% 618 6 anos e 11 meses
14,0% 8,2% 449 7 anos e 6 meses 9,5% 570 7 anos e 1 mês
Tabela 12: Taxas Internas de Retorno, VPL e Payback para as pousadas a R$ 625/m²
Fonte: AUTOR (2018)
55
Taxas de desconto acima de 13% para o cenário de menor evolução tarifária
configuram o cenário mais pessimista. A figura 29 ilustra a relação entre a TIR e a
Taxa de Atratividade Mínima do projeto, ou o menor retorno esperado para se tomar
algum risco de investimento.
Figura 29: Relação das Taxas Internas de Retorno para as pousadas a R$ 600/m² e a R$ 625/m²
Fonte: AUTOR (2018)
Além da avaliação financeira do caso sem financiamento foi feita uma análise para
financiamento de 50% dos custos para a compra de área do condomínio solar por
parte das pousadas com um caso de custo de financiamento de 13% ao ano e outro
caso com custo de financiamento de 16% ao ano, com financiamento de 10 anos. As
parcelas anuais de pagamento da dívida foram consideradas no demonstrativo
financeiro das modelagens que se encontram no Anexo I.
As Tabelas 13 e 14 relacionam as TIR e Payback para os casos de menor evolução
tarifária e maior evolução tarifária com preço de R$ 600/m² com o custo de capital de
12% e de 13%, taxas de desconto utilizadas sem contemplar o custo da dívida, já
implícito nas parcelas do financiamento.
56
Custo de Capital
Menor Evolução Tarifária Maior Evolução Tarifária
TIR VPL Payback TIR VPL Payback
12,0% 16,4% 638 5 anos e 2 meses 18,3% 793 4 anos e 11 meses
13,0% 15,4% 557 5 anos e 4 meses 17,3% 693 5 anos
Tabela 13: Taxas Internas de Retorno e Payback para as pousadas a R$ 600/m² com financiamento de
50% a 13% ao ano
Fonte: AUTOR (2018)
Custo de Capital
Menor Evolução Tarifária Maior Evolução Tarifária
TIR VPL Payback TIR VPL Payback
12,0% 14,9% 600 5 anos e 9 meses 16,9% 754 5 anos e 4 meses
13,0% 13,9% 520 5 anos e 11 meses 15,8% 656 5 anos e 6 meses
Tabela 14: Taxas Internas de Retorno e Payback para as pousadas a R$ 600/m² com financiamento de
50% de custo a 16% ao ano
Fonte: AUTOR (2018)
A figura 30 ilustra a relação entre as taxas de desconto e as TIR para as pousadas com
financiamento de 50% da compra do projeto.
Figura 30: Relação das Taxas Internas de Retorno para as pousadas a R$ 600/m² com financiamento
Fonte: AUTOR (2018)
57
6. Capítulo 6: Conclusão e Considerações Finais
Considerando o atual momento da indústria de energia mundial e a importância da
engenharia para o desenvolvimento e construção de soluções tecnológicas para a
produção de energia renovável, os painéis solares tem importância fundamental
tanto para a sustentabilidade mundial, sem afetar as necessidades de energia do ser
humano, quanto para o aproveitamento de energia em qualquer local onde haja
incidência solar. Nesse contexto, os condomínios solares permitem a união de
diversas pessoas e empresas com o mesmo objetivo comum: contribuição para uma
vida mais sustentável e para economia de recursos no consumo energético.
Com os condomínios solares problemas de espaço geográfico são resolvidos com a
construção fora de centros urbanos. A necessidade de altos recursos para sustentar
custos iniciais fixos é dividida entre mais partes, facilitando os investimentos na
geração de energia solar. E indo além, a construção de usinas solares fica sob
responsabilidade de profissionais especializados em engenharia com capacidade
técnica e experiência, podendo conceder a propriedade de pequenas porções de área
a qualquer comprador interessado em projetos em diferentes áreas de cobertura de
distribuidores de energia, de acordo com a localização do consumidor. Em síntese, é
um grande facilitador para a produção de energia solar em maior escala.
Além da contribuição ambiental, as regulamentações as tornam mais viáveis em
termos econômicos com os benefícios fiscais resultantes do investimento em energia
renovável. Em termos de custos, novas tecnologias rumam à diminuição dos custos
de produção de painéis, o que pode reduzir o custo dos investimentos ainda mais do
que o exposto nessa avaliação técnico-econômica.
A avaliação técnica nos permitiu concluir a relação de tensão entre os painéis e
inversores, o número de painéis, a disposição dos mesmos e a área necessária para a
sua construção. A geração de energia projetada com base nos dados observados do
pátio de geração fotovoltaica do Instituto Federal Fluminense, campus Cabo Frio nos
permitiu concluir que a Região dos Lagos é uma área com alta incidência solar que
58
permite o aproveitamento do recurso solar suficientemente para concluir que é um
projeto tecnicamente viável.
Em termos econômicos, as modelagens financeiras não determinam uma garantia de
retorno do investimento, mas avaliam o retorno e payback esperados do projeto.
Algumas variáveis de risco são oscilações nos preços de terreno na região, dos
painéis, dos inversores, dos custos de instalação, de manutenção, de demais
equipamentos e o risco climático, referente a mudanças no padrão solar. Ressalta-se
que a modelagem financeira se baseou nos cenários de maior probabilidade para o
cenário atual da presente análise.
A partir dos resultados da análise financeira, o projeto se apresentou viável
financeiramente para os seguintes cenários: taxas de desconto entre 10,5% e 12,5%
sem financiamento, taxas de desconto indo além de 13,0% no caso de tomar
financiamento. Concluiu-se que é mais atrativo tomar um financiamento, pois o
mesmo reduz a taxa de desconto do projeto, além de facilitar o investimento inicial.
As taxas de retorno esperadas pelas pousadas, se encontram entre 10,4% com
payback de 6 anos e 8 meses, para cenários mais pessimistas, e 18,3% com payback
de 4 anos e 11 meses, para o melhor cenário. Em todos os casos o Valor Presente
Líquido foi positivo, significando que a produção de energia anual supera todo o
investimento, representando uma economia na conta de energia das pousadas.
Em síntese, a geração de energia solar em forma de condomínio solar é benéfica para
o meio ambiente, para Búzios como cidade inteligente, para o país, para os
construtores do condomínio solar e para os consumidores finais (as quatro pousadas
de grande porte de Búzios da simulação). Ainda muito pouco explorados no Brasil, a
geração solar configurada por meio de condomínios solares constitui um grande
potencial para a expansão da matriz energética renovável e da infraestrutura
brasileira. O mesmo estudo pode ser feito para analisar a viabilidade de condomínios
59
solares para abastecimento de universidades, hospitais, conjuntos habitacionais e
empresariais em prol do meio ambiente e, consequentemente, da sociedade.
60
7. Anexo I
61
Figura 31: Exemplo de modelagem financeira com custo de R$ 600/m², taxa de desconto de 11,9%, para menor evolução tarifária e sem financiamento
62
Figura 32: Exemplo de modelagem financeira com custo de R$ 600/m², taxa de desconto de 11,9%, para maior evolução tarifária e sem financiamento
63
Figura 33:Exemplo de modelagem financeira com custo de R$ 600/m², taxa de desconto de 11,9%, para menor evolução tarifária e com financiamento de 50% com custo de 13% ao ano
64
Figura 34:Exemplo de modelagem financeira com custo de R$ 600/m², taxa de desconto de 11,9%, para maior evolução tarifária e com financiamento de 50% com custo de 13% ao ano
65
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